Tamaño y participación del mercado de energía eólica de Dinamarca - Análisis de tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de energía eólica de Dinamarca

Licitaciones agresivas de energía eólica marina hasta 2030

Dinamarca restableció su trayectoria de construcción tras cancelar una subasta de 6 GW en diciembre de 2024, y luego relanzó una licitación reducida de 3 GW en mayo de 2025, junto con subsidios estatales. El giro político favorece los proyectos bancables frente a los volúmenes nominales y deposita mayor riesgo de ejecución en los desarrolladores. El campo Thor de 1,1 GW de RWE, aprobado en octubre de 2024, ancla este pragmatismo con 72 turbinas Siemens Gamesa SG 14-236 DD programadas para instalación en 2025-2027. Los conceptos de Isla Energética en Bornholm y en el Mar del Norte añaden una capa híbrida al combinar energía eólica marina, almacenamiento de baterías y líneas de exportación HVDC hacia Alemania, los Países Bajos y el Reino Unido. Un permiso de 240 MW otorgado en diciembre de 2024 señala además que los incrementos más pequeños correrán en paralelo a las subastas emblemáticas, priorizando la certeza de entrega sobre los ambiciosos objetivos en megavatios.

LCOE más bajo en la UE gracias a la base madura de fabricantes de equipos originales y cadena de suministro

Tres décadas de fabricación nacional de turbinas mantienen el LCOE de Dinamarca entre los más bajos de Europa. Vestas ensambló e instaló su prototipo V236-15 MW en Thyborøn en marzo de 2024, aprovechando las cortas rutas de transporte y los puertos especializados que minimizan los costos logísticos.^{[1]Agencia Danesa de la Energía, "Catálogo tecnológico 2030", ens.dk} Las plantas de góndolas danesas de Siemens Gamesa aplican ventajas de proximidad similares, mientras que el puerto de Esbjerg agiliza el preensamblaje de componentes marinos para el proyecto Thor. El resultado es una ventaja de costos del 10-15% frente a los mercados que importan equipos a través de cadenas de suministro más largas. Los centros competidores en los Países Bajos y Escocia están cerrando la brecha, aunque Dinamarca sigue siendo el banco de pruebas preferido para plataformas de más de 15 MW antes de su despliegue más amplio en Europa.

Demanda corporativa de acuerdos de compra de energía en auge de centros de datos e industria

Se prevé que las necesidades eléctricas de los centros de datos alcancen las 6 TWh anuales en 2026, equivalente a una quinta parte de la demanda nacional, impulsando una ola de acuerdos de compra de energía a largo plazo. El acuerdo de Microsoft con European Energy, el acuerdo de compra de energía anual de 132 GWh de STARK Group firmado en septiembre de 2024, y la cartera de Ørsted que atiende a Amazon, Danfoss y TSMC muestran cómo las empresas respaldan la nueva capacidad. Eurowind Energy combinó un parque híbrido de 85 MW en GreenLab Skive con una oferta de adquisición a 10 años, agrupando energía eólica, solar y almacenamiento para ofrecer un perfil de carga más estable.^{[2]Eurowind Energy, "Informe anual 2024", eurowind.dk} Los contratos a precio fijo ayudan a los desarrolladores a mitigar la volatilidad del precio capturado, acelerar las decisiones de inversión final y diversificar los ingresos alejándose de los subsidios vinculados a licitaciones.

Incentivos de descarbonización de la UE y daneses / impuesto al CO₂

El creciente impuesto al CO₂ de Dinamarca, fijado para alcanzar DKK 750/t en 2030, eleva la competitividad de las energías renovables frente a la generación con combustibles fósiles.^{[3]Ministerio danés de Clima, Energía y Servicios Públicos, "Energy and Climate Outlook 2025", klimaministeriet.dk} El impuesto se complementa con los objetivos de la UE de Objetivo 55 y el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono, endureciendo la economía de la energía térmica no abatida. Las energías renovables variables suministraron el 70% de la electricidad danesa en 2024, frente al 63% en 2023, según la AIE. Si bien los impuestos más altos favorecen a la energía eólica, también comprimen los márgenes comerciales durante las horas de bajo precio y alta generación eólica, empujando a los desarrolladores hacia la co-ubicación de almacenamiento o contratos corporativos para la certeza de precios.

Cuellos de botella en la red y capacidad limitada de subestaciones

Energinet destinó DKK 23.000 millones para mejoras de la red troncal hasta 2030, aunque la capacidad de subestaciones en Jutlandia aún está rezagada respecto a las nuevas conexiones, lo que obliga a los desarrolladores a cofinanciar refuerzos que elevan el costo de capital del proyecto entre un 10-15%.^{[4]Energinet, "Plan de desarrollo de la red 2030", energinet.dk} La alta penetración de energías renovables variables estresa el control de tensión y el soporte de energía reactiva, antes gestionados por plantas de combustibles fósiles centralizadas, lo que genera vertimientos localizados. Los activos marinos se conectan a través de subestaciones de alta tensión dedicadas, pero las colas terrestres ahora superan los 18 meses, lo que lleva a algunos desarrolladores a orientarse hacia la repotenciación u opciones híbridas que requieren menor capacidad de red incremental.

Permisos prolongados y oposición local a nuevos sitios terrestres

Las aprobaciones municipales, los estudios de avifauna y las evaluaciones de ruido prolongan los ciclos de vida de los proyectos terrestres más allá de cinco años, a pesar de los objetivos nacionales de carbono.^{[5]Agencia Danesa de la Energía, "Offshore Wind Permitting Portal", ens.dk} El poder de veto comunitario sobre la ubicación resulta en un despliegue geográfico irregular; los consejos del oeste de Jutlandia aprueban proyectos con mayor rapidez que los de Zelanda o Funen, donde predominan las preocupaciones por el impacto visual. Los desarrolladores proponen cada vez más la participación en ingresos o la propiedad comunitaria para asegurar la licencia social, aunque estos mecanismos diluyen los retornos y añaden complejidad contractual.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por ubicación: Predominio terrestre, escalada marina

La energía eólica terrestre contribuyó con el 64,50% al mercado de energía eólica de Dinamarca en 2025, impulsada por la repotenciación de flotas heredadas que aprovechan las conexiones de red existentes. La CAGR del 11,28% del segmento hasta 2031 está respaldada por kits de actualización modulares de Vestas y Siemens Gamesa, que reducen el tiempo de inactividad y disminuyen los desembolsos de capital por megavatio. Aunque persisten los obstáculos de planificación, los esquemas de co-propiedad comunitaria están facilitando la aceptación local en los municipios con mayores recursos. La energía eólica marina, a pesar de una base más pequeña, se beneficia de 12 GW en licitaciones en cartera. El proyecto Thor de RWE ancla la capacidad a corto plazo, mientras que los centros de Islas Energéticas prometen flexibilidad de oferta multinacional que amplía el tamaño del mercado de energía eólica de Dinamarca más allá de la demanda interna. La escasez de embarcaciones y los reajustes de subsidios siguen siendo variables críticas para las decisiones de inversión final.

La intensidad de capital de los proyectos marinos exige balances más sólidos, atrayendo a empresas de servicios públicos globales y fondos de infraestructura. Mientras tanto, los desarrolladores más pequeños se orientan hacia conjuntos terrestres y de escala comunitaria donde las barreras de capital son menores. A medida que los calendarios de mejora de la red se consoliden, el mercado de energía eólica de Dinamarca podría ver la participación marina superar el 40% después de 2030, dependiendo de la entrega de licitaciones y la disponibilidad de embarcaciones.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Por capacidad de turbina: Actualizaciones heredadas frente a gigantes marinos

Las unidades de hasta 3 MW aún representaban el 47,95% de la participación del mercado de energía eólica de Dinamarca en 2025 debido a los despliegues de los primeros adoptantes durante los años 1990-2000. La repotenciación erosionará gradualmente ese dominio a medida que los sitios terrestres adopten plataformas de 4-6 MW que mejoran los factores de capacidad y reducen el mantenimiento. Las turbinas de más de 6 MW experimentan el crecimiento más rápido con una CAGR del 17,95%, impulsadas por megaproyectos marinos como Thor e instalaciones de prototipos como el V236 de 15 MW de Vestas en Thyborøn. Los rotores más grandes ofrecen factores de capacidad de más del 60% en aguas danesas, reduciendo el número de cimentaciones y los días de instalación, aunque requieren mayores capacidades de grúas.

A medida que las hojas de ruta de los fabricantes de equipos originales se orientan hacia máquinas de 18-20 MW para despliegues posteriores a 2030, el diseño de cimentaciones y el cumplimiento del código de red seguirán siendo cuellos de botella. Las instituciones de I+D de Dinamarca, en particular la Universidad Técnica de Dinamarca (DTU), ya están modelando turbinas de referencia de 22 MW para capturar futuras eficiencias de escala. Con el tiempo, el tamaño del mercado de energía eólica de Dinamarca se concentrará cada vez más en la clase marina de gran tamaño, mientras que el techo terrestre se sitúa cerca de los 6 MW debido a la logística de transporte.

Por aplicación: Incremento comercial e industrial liderado por acuerdos de compra de energía

Los activos a escala de servicios públicos representaron el 58,70% de la capacidad en 2025, lo que refleja la dependencia histórica de las subastas estatales. Sin embargo, el segmento comercial e industrial está creciendo más rápido, con una CAGR del 17,24%, ya que los desarrolladores de centros de datos y los fabricantes buscan coberturas a precio fijo bajo los regímenes de divulgación del Alcance 2. Los acuerdos de compra de energía con Microsoft, STARK Group y Amazon ilustran la amplitud de la demanda. Los parques híbridos que agrupan energía eólica, solar y baterías atienden las necesidades de correspondencia de carga, no únicamente los volúmenes de energía, diversificando así las fuentes de ingresos para los propietarios de activos. Los proyectos comunitarios siguen siendo un nicho, principalmente debido a la profundidad de financiamiento limitada y la competencia de entidades más grandes que aseguran mejores precios de equipos.

Un precio creciente del CO₂, tarifas al contado volátiles y objetivos corporativos de cero emisiones netas posicionan al segmento comercial e industrial para alcanzar el 25-30% del mercado de energía eólica de Dinamarca en 2031. Si los mercados de equilibrio de la red maduran, los activos híbridos podrían además aprovechar los pagos por servicios auxiliares, proporcionando otra palanca alcista para la industria de energía eólica de Dinamarca.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Análisis geográfico

La costa oeste de Jutlandia de Dinamarca alberga la flota terrestre más densa debido a sus superiores recursos eólicos y el acceso inmediato a la logística del puerto de Esbjerg. Las zonas marinas en el Mar del Norte y el Mar Báltico se benefician de aguas poco profundas de 15-40 m, lo que permite cimentaciones monopilote rentables. El interconector Viking Link permite flujos de energía de oeste a este, exportando excedentes al Reino Unido cuando la demanda interna se satura. La planificada Isla Energética de Bornholm servirá como centro transfronterizo, despachando energía hacia las redes polaca y alemana y produciendo hidrógeno verde para los clústeres industriales del norte de Alemania. Esta configuración amplifica el tamaño del mercado de energía eólica de Dinamarca mucho más allá de la carga anual de 35 TWh del país.

Las diferencias regionales en los permisos influyen en las tasas de construcción. Los municipios del oeste de Jutlandia aprueban proyectos con mayor rapidez gracias a la familiaridad con el legado y las ganancias económicas locales, mientras que Zelanda y Funen experimentan una mayor oposición vinculada al turismo y los impactos visuales. Los proyectos marinos eluden algunos de estos problemas bajo el arrendamiento centralizado del lecho marino, pero deben coordinarse con las rutas de pesca y los carriles de navegación, particularmente alrededor de la Isla Energética del Mar del Norte. Si Alemania y los Países Bajos alcanzan una penetración de energías renovables similar para 2030, los márgenes de exportación podrían reducirse, aumentando la necesidad de sumideros de demanda interna como los electrolizadores de hidrógeno y la electrificación industrial.

El mapa de ruta de transmisión de Energinet prioriza los refuerzos de 400 kV y DKK 23.000 millones en mejoras de subestaciones, pero la construcción se retrasa respecto a las adiciones de capacidad. Los incidentes de vertimiento en el oeste de Jutlandia ya señalan una sobreoferta localizada. Por tanto, los desarrolladores agrupan la nueva capacidad cerca de los nodos de alta tensión existentes o en parques híbridos con almacenamiento que pueden absorber la generación en horas valle. A largo plazo, la industria de energía eólica de Dinamarca dependerá de escalar simultáneamente las interconexiones, el almacenamiento y la demanda industrial para evitar la producción varada cuando los excedentes impulsados por el clima coincidan en toda Europa.